Rapport de l'ASN 2018

Pour les réacteurs de 900 MWe, la cuve a une hauteur de 14 m, un diamètre de 4 m pour une épaisseur de 20 cm et une masse de 330  tonnes. Pour l’ EPR , en cours de construction à Flamanville, la hauteur de la cuve est de 15 m, son diamètre de 4,90 m pour une épaisseur de 25 cm et sa masse de 510 tonnes. En fonctionnement normal, la cuve est entièrement remplie d’eau, à une pression de 155 bars et à une température de 300 °C. Elle est composée d’acier ferritique, avec un revêtement interne en acier inoxydable. Le contrôle régulier de l’état de la cuve est essentiel pour deux raisons : ∙ ∙ la cuve est un composant dont le remplacement n’est pas envisagé, pour des raisons à la fois de faisabilité technique et de coût ; ∙ ∙ le contrôle contribue à la démarche d’exclusion de rupture de cet équipement. Cette démarche repose sur des disposi‑ tions particulièrement exigeantes en matière de conception, de fabrication et de contrôle en service afin de garantir sa tenue pendant toute la durée de vie du réacteur, y compris en cas d’accident. Durant son fonctionnement, le métal de la cuve se fragilise progressivement, sous l’effet des neutrons issus de la réaction de fission du cœur. Cette fragilisation rend en particulier la cuve plus sensible aux chocs thermiques sous pression ou aux montées brutales de pression à froid. Cette sensibilité est par ailleurs accrue en présence de défauts technologiques, ce qui est le cas pour quelques cuves qui présentent des défauts dus à la fabrication, sous leur revêtement en acier inoxydable. L’ASN examine régulièrement les justifications de la résis‑ tance en service des cuves transmises par EDF afin de s’assurer qu’elles sont suffisamment conservatives. En particulier, EDF a transmis à l’ASN, mi-2016, un dossier justifiant la résistance en service des cuves des réacteurs de 900 MWe après quarante ans d’exploitation, dont l’examen par l’ASN est en cours. Une première partie de ce dossier a été sou‑ mis à l’avis du GPESPN le 20 novembre 2018, la seconde devant l’être dans le courant de l’année 2019. • La maintenance et le remplacement des générateurs de vapeur Les GV sont composés de deux parties, l’une appartenant au circuit primaire principal et l’autre au circuit secondaire princi‑ pal. L’intégrité des principaux éléments constitutifs des GV est surveillée, tout particulièrement celle des tubes qui constituent le faisceau tubulaire. En effet, une dégradation du faisceau tubu‑ laire (corrosion, usure, fissure…) peut créer une fuite du circuit primaire vers le circuit secondaire. La rupture de l’un des tubes du faisceau conduirait à contourner l’enceinte de confinement du réacteur, qui constitue la troisième barrière de confinement. Les GV font donc l’objet d’un programme spécifique de surveil‑ lance en exploitation, établi par EDF, révisé périodiquement et examiné par l’ASN. À la suite des contrôles, les tubes présentant des dégradations trop importantes sont bouchés pour être mis hors service. • L’encrassement des tubes et internes de la partie secondaire des générateurs de vapeur Les GV ont tendance à s’encrasser au cours du temps en raison des produits de corrosion issus des échangeurs du circuit secondaire. Cela se traduit par l’accumulation de boue molle ou dure en partie basse des GV, l’encrassement des parois des tubes et le colmatage des plaques entretoises qui soutiennent le faisceau tubulaire. Les produits de corrosion forment une couche de magnétite sur les surfaces des internes. Sur les tubes, la couche de dépôt (encrassement) diminue l’échange thermique. Au niveau des plaques entretoises, les dépôts empêchent la libre circulation du mélange eau‑vapeur (colmatage), ce qui crée un risque d’endommagement des tubes et des structures internes et peut dégrader le fonctionnement global du GV. Pour empêcher ou minimiser les effets de l’encrassement décrits ci‑dessus, diverses solutions peuvent être mises en œuvre et permettent de limiter les dépôts métalliques : nettoyages chimiques préventifs ou nettoyages mécaniques curatifs (lan‑ çages à l’aide de jets hydrauliques), remplacement du matériau (laiton par acier inoxydable ou alliage de titane, plus résistants à la corrosion) de certains faisceaux tubulaires d’échangeurs du circuit secondaire, modification des produits chimiques de conditionnement des circuits et augmentation du pH du circuit secondaire. Certaines de ces opérations nécessitent l’obtention d’une autorisation de rejet de certains produits mis en œuvre. Certains procédés de nettoyage chimique font encore l’objet d’essais visant à démontrer l’innocuité des produits chimiques employés. En particulier, l’identification d’un risque de cor­ rosion sur des réacteurs ayant fait l’objet de tels nettoyages en 2016 a conduit l’ASN à demander la mise en œuvre de mesures de maintenance particulières, en particulier des examens non destructifs sur les zones potentiellement exposées à ce risque. • Le remplacement des générateurs de vapeur Depuis les années 1990, EDF conduit un programme de remplacement des GV constitués des faisceaux tubulaires les plus dégradés, dont en priorité ceux fabriqués en alliage Inconel 600 non traités thermiquement (600 MA) puis ceux fabriqués en alliage Inconel 600 traités thermiquement (600 TT). La campagne de remplacement des GV dont le faisceau tubu‑ laire est en 600 MA (soit 26 réacteurs) s’est achevée en 2015 avec celui du réacteur 3 de la centrale nucléaire du Blayais . Elle se poursuit par les remplacements des GV dont le faisceau tubulaire est en 600 TT (soit 26 réacteurs). L’année 2018 a vu s’achever le remplacement des GV du réacteur 2 de la centrale nucléaire de Paluel . • Méthodes de contrôle appliquées aux équipements sous pression des circuits primaire et secondaires principaux L ’ arrêté du 10 novembre 1999 dispose que les procédés d’essais non destructifs employés pour le suivi en service des équipe‑ ments sous pression des circuits primaire et secondaires princi‑ paux des réacteurs électronucléaires doivent faire l’objet d’une qualification, préalablement à leur première utilisation. Celle‑ci est prononcée par une entité composée d’experts internes et Les principes de la démonstration de la résistance en service des cuves La réglementation en vigueur impose notamment à l’exploitant : ཛྷ ཛྷ d’identifier les situations de fonctionnement ayant un impact sur l’équipement ; ཛྷ ཛྷ de prendre des mesures afin de connaître l’effet du vieillissement sur les propriétés des matériaux ; ཛྷ ཛྷ de mettre en œuvre les moyens lui permettant de détecter suffisamment tôt les défauts préjudiciables à l’intégrité de la structure ; ཛྷ ཛྷ d’éliminer toute fissure détectée ou, en cas d’impossibilité, d’apporter une justification spécifique appropriée au maintien en l’état d’un tel type de défaut. Rapport de l’ASN sur l’état de la sûreté nucléaire et de la radioprotection en France en 2018  283 10 – LES CENTRALES NUCLÉAIRES D’EDF 10